三峡左岸电站开关失灵保护运行分析及技术改进

叶 涛，瞿卫华

（三峡水力发电厂，湖北 宜昌 443133）

1 三峡左岸电站一次接线

三峡左岸电站550 kV GIS分为左一、左二两个开关站，电气主接线采用一倍半接线，两站间设有联络断路器（见图1）。左一GIS接有8台发电机组、5回550 kV出线，其中4个联合单元进线和4回出线组成4串一倍半接线，另一串为双开关接1回出线。左二GIS接有6台发电机组、3回550 kV出线，3个联合单元进线和3回出线组成3串一倍半接线。

图1 三峡左岸电站电气主接线图

2 三峡左岸电站失灵保护介绍

三峡左岸电站GIS共有8串，包括25个断路器。三峡左岸电站失灵保护采用了由瑞士ABB自动化公司（ABB Power Automation AG）提供的REB500型数字式断路器保护,从国外的运行经验来看，REB500是一套非常成熟的保护。REB500型断路器失灵保护由一个失灵中心单元（Central Unit,简称CU）和25个现地单元（BayUnit，简称BU）组成。所有现地单元和中心单元通过光纤连接（如图2）。断路器失灵保护的现地单元负责电量采集和本断路器失灵的判断功能。中心单元单独组屏，它从现地单元取得断路器失灵的逻辑信号，由中心单元CPU模件进行逻辑判断，然后给故障断路器相邻断路器的现地单元发联跳令，由现地单元跳开该断路器。这样，通过现地、中心单元的相互配合完成断路器失灵保护功能。

图2 断路器失灵保护连接示意图

由于该系统采用了较为先进的数字技术和网络技术，使得原来需要通过外部复杂接线实现的断路器失灵保护功能变得清晰、简单，也更加可靠。同时断路器失灵的中心单元和现地单元都有完善的自检功能，在装置故障时能够可靠闭锁保护并发告警信号。

3 三峡左岸电站后备失灵保护

失灵保护中心单元在该保护中所起的作用非常重要，一旦出现故障将影响整套失灵保护。考虑到这种情况，ABB公司增设了用于CU故障时的后备失灵方案。

T区保护（即短引线保护，每套进出线的T区均设有短引线保护，在对应的进出线刀闸拉开后自动投该保护，刀闸推上后自动退出该保护）采用ABB公司生产的REL316型数字化保护，该保护除可以作线路保护外，也具有BFP（Break-failure protection）功能，经三峡电厂与ABB公司探讨后启用该功能。后备失灵保护触发条件设置为：断路器保护中心单元退出运行且故障断路器的子单元（BU）跳闸动作，经延时t2跳开相关联的断路器。该后备失灵功能分布于25套T区保护中，由于该方案对T区保护有依赖性，并且在BU动作一次或装置掉电后必须连接到一正常运行的中心单元方能重启至正常运行工作态，即CU故障后后备失灵保护只能动作一次，因此并不是一套完备的方案，也不能代替CU的功能。

4 三峡左岸电站失灵冗余（备用）中心单元

考虑到三峡左岸电站失去500 kV断路器失灵保护可能对设备造成较为严重的损坏，还可能造成严重的电网事故，因此增设一套备用中心单元非常有必要并且意义重大。三峡电厂从ABB公司购买了一套与CU一模一样的REB500断路器失灵保护中心单元作为备用中心单元，安装于左岸失灵保护中心单元盘上。一旦运行中的中心单元出现装置故障，断开中心单元空开F191，通过两个切换把手闭锁该保护。此时由各T区保护中的后备失灵保护起作用。在此期间，由保护人员将BU引至CU的光纤全部引至备用中心单元的对应位置。工作完毕后，投入备用中心单元空开F291。此时中心单元的装置故障信号返回，各T区保护中的后备失灵保护退出，备用中心单元与25个BU组成新的REB500保护，提供完备的断路器失灵保护。

5 动作实例

2008年12月23 日凌晨，三峡左岸电厂监屏人员发现监控系统报“失灵保护中心单元装置故障”、“失灵保护后备保护动作”信号，现场检查失灵保护中心单元运行CU黑屏无显示，冗余 CU报“General-alarm”“Isol alarm Q73、Q81、Q83”，各开关保护盘上报“MCBinterruption”。（当时系统运行方式为：三峡左岸电站500kV GIS合母运行，3FB、7FB、9FB并网运行）。

运行值班人员立即汇报国调，联系保护值班人员配合处理。经检查左岸断路器失灵保护中心单元主运CU1电源模块损坏，左岸GIS串内全部断路器失灵保护现地单元均已闭锁，申请国调同意，退出左岸500kV GIS 1～8串及两母联开关所有开关失灵保护连片。

经紧急处理左岸GIS失灵保护中心单元备用CU1投入运行，左岸500 kV GIS失灵保护现地单元具备投运条件，告国调值班员，并按国调令投入左岸500 kV GIS 1～8串及母联共所有开关失灵保护连片。

6 三峡左岸电站失灵保护运行中存在的风险

由于全部25台断路器的失灵均依赖中心单元工作，除全站停电方式外，中心单元不可能停运，也不能检修。

由此引伸出两个问题，一是设备不能实现定期检修，这与《继电保护及电网安全自动装置检验条例》明显不相符；二是CU故障后的应急处理仍存在一定风险。

针对上述问题，三峡电厂已形成初步对策，在检修模式上与国调协商采取状态检修模式；应对CU故障，补充了后备失灵和冗余中心单元。但是，无论是后备失灵保护功能还是冗余的失灵中心单元只能作为一种补救手段，并不能彻底解决失灵保护的若干不足问题。考虑到失灵保护作为隔离故障、维护系统稳定的重要一环，其风险应严格预控，经三峡电厂组织分析讨论，提出了以下三种方案，作为完善失灵保护的备选。

7 可供选择的解决方案

7.1 保持现状，对个别操作步骤进行试验，验证可靠性

保持现状，即继续使用当前分布式结构的REB500型断路器失灵保护。当中心单元故障后，自动启动后备失灵回路，同时通过诊断故障CU，进而决定是否是否启用冗余CU。

在安装启用冗余CU作冷备用之前，已经对其进行了测试，所列出的试验项目结果均正常。

在检修方式上，有两种思路：一是状态检修，可靠的后备失灵和冗余中心单元为状态检修提供了有力保证，也是目前采用的检修方式；二是左岸全停检修方式，这对系统运行方式提出了较为苛刻的要求，尽管如此，随着地下电站的建设，实现该方式的可能性正在逐步加大。

7.2 两套中心单元分别承担左一和左二的失灵保护功能

此方案将现在的一个分布式失灵保护一分为二，第一个CU带左一的BU，第二个CU带左二的BU。该方案的优势在于进行失灵保护检修只需左一或左二半个电站停电即可进行，而此运行方式的可能性明显大于全站停电检修的可能性。

此方案需要对软件配置和后备失灵回路接线进行修改。此外，为了适应母联分段开关的不同方式，需要在两个母联开关保护盘上各增加一个BU，以解决失灵跳母联的问题。否则，不能合母运行。

7.3 取消分布式方案，改用传统硬接线形式的失灵保护

采用传统硬接线形式的失灵保护从维护管理的角度上来说优势较为明显，既解决了维护问题，也解决了检修问题，尤其是较为棘手的中心单元故障风险不复存在。

更换失灵保护装置宜采用在原断路器盘柜上更换的方式，可以减少二次回路施工工作量。为了减少施工风险，建议全站或半个站停电时进行。当选择半个站停电的运行方式时，应注意左一和左二开关站有重叠停电时间，以避免当半个站实施完后出现合母运行方式时不同形式的失灵保护不能作用于母联断路器的问题（要么增加临时接线解决）。若施工期间无合母运行方式则无此问题。

据了解，现REB500型失灵保护有改进型的BU具备“自启动”功能。若验证属实，后备失灵可以实现稳定而完整的失灵保护功能。

8 各解决方案综合分析比较

8.1 从运行方面分析

由REB500失灵保护、失灵后备以及冗余中心单元所构成的当前配置方式，完全可以满足设备运行要求，左一、左二分离的配置方式以及国内目前通用的保护方式也都可以满足运行要求。这三种方案中，方案一和方案二由于失灵保护和失灵后备实现原理不一致，失灵后备的构成涉及现地单元、开关间短引线保护和母差保护，较方案三复杂。

8.2 故障处理

方案一和方案二的故障处理都要涉及中心单元和现地单元。对于现地单元故障，方案一和方案二没有区别，都可以停运单台现地单元以及对应的断路器进行故障处理。当中心单元故障时，方案一可以采取失灵后备进行短时间过渡，然后投运冗余失灵中心单元将失灵保护恢复到正常运行状况；方案二由于没有冗余失灵中心单元，在中心单元修复之前，只能采用失灵后备。由于现地单元在中心单元故障情况下只能动作一次，因此方案二存在一定的风险。方案的风险因素主要表现在，当某个CU发生故障，排除故障所花时间较长，甚至可能因无可更换部件而在一段时期内完全依靠后备失灵保护的情况。REB500中心单元在修复后重启时，会导致所有现地单元重启，因此有约1分钟左右的时间整个失灵保护无法动作，这是无法解决的难题，方案一和方案二都存在问题。

方案三采用的是各自独立的装置，任何装置故障均不影响其他设备的正常运行，单独停运故障装置和对应的断路器就可以进行故障处理。

8.3 保护定检

由于REB500失灵保护跳相邻开关是由中心单元配合现地单元联合完成，且联调指令由通讯方式通过光纤发出，无法实施安措，故方案一不便对单个或几个断路器的失灵保护进行联跳逻辑检查，除非左岸GIS全停。方案二同样也不能对单个或几个断路器失灵保护进行联调逻辑检查，但可以在左一GIS、左二GIS分别停电时实施。失灵后备保护的定检随REL316开关间短引线保护和母差保护进行，不受限制。

方案三下装置各自独立，联调逻辑由硬接线完成，可以实施安措，因此保护定检不受限制。

8.4 实施难度

方案一保持目前的现状不变，因此，不存在实施的问题；方案二需要一定的软、硬件改动，且母联开关分别与左一、左二两套系统的接口问题还需要进一步研究；方案三是将原系统全部推倒重来，需要重新设计二次回路、重新配线、安装、调试，工作实施难度最大。

9 最终技术改进及实施

基于以上比较分析，采用方案三可根除分布式失灵保护的弊端。采用方案二除具备可以实现半个站停电后检修的优势外，原方案一固有的不足仍然存在，CU故障后的风险甚至高于方案一。故三峡电厂决定采用方案三进行左岸电站GIS失灵保护的改造。

三峡电厂最终选用了南瑞继保的RCS-921A型断路器失灵保护装置，并于2009年11月底在左二电站全停，在2010年1月将左一电站分2次轮停的情况下分3次对左岸电站的GIS失灵保护进行了全部换型，运行至今情况良好。

[1]ABB Power Automation AG.REB500 System Protection Concept[Z].2000.

[2]王晓健.三峡左岸电站断路器保护可靠性分析及后备方案[J].中国三峡建设，2002.